广东2021年5月电力现货结算试运行规则分析（1）

2.3.1.2阻塞盈余分配给输电权所有者

阻塞盈余分配给输电权的所有者。这种市场中，一般由用户缴纳输电费（发电不交），因此将输电权（或者说输电权收益权）分配给用户。用户获得了输电权，就可以对冲现货市场中阻塞费的风险。

比如，某用户处于B节点，一般从A节点买电。在输电权分配中，获得了从A节点到B节点的100MW的输电权。现货市场中A、B节点的电价如果分别为300元/MWh和800元/MWh，则其需要缴纳5万元的阻塞费。但如果其拥有100MW的从A到B的输电权，则有权利得到这100MW输电容量对应的阻塞盈余，也为5万元。无论现货市场的节点电价如何变化，100MW的交易应该缴纳的阻塞费和100MW输电权可以得到的收益都正好相等，因此总体来不会产生任何费用。当然，如果实际的输电量与分配的输电权数额不一样，这两部分费用就不能完全对冲。

2.3.1.３阻塞盈余充裕度问题

如果将阻塞盈余分配给输电权的所有者，需要注意的一个问题是，分配给用户的输电权不能超过电网的实际输电能力，否则会造成阻塞盈余的亏空。比如，考虑以下一个场景。

1）系统仅有两个节点A和B；

2）系统有两台机组1和2，分别位于节点A和B；

3）系统有个用户1，处于节点B，负荷为150MW；

4）A、B间实际的最大传输容量为80MW；

5）市场运营机构事前分配了100MW输电权给用户1；

6）用户1签订了从A节点的机组1购买100MW电力的合同；

7）现货市场中报价

机组1按300元/MWh报价

机组2按800元/MWh报价；

8）用户实际用电功率为150MW；

9）现货市场中，按照安全约束经济调度算法，出清结果为

机组1出力为80MW

机组2出力为70MW

A节点的电价为300元/MWh

B节点的电价为800元/MWh；

10）所有发电、用电按节点电价结算的总盈余

总盈余：4万元（=80*500元）；

11）需要支付给用户1的输电权收益

5万元（=100*500元）；

12）市场阻塞盈余亏空：1万元。

讨论：也可以这样理解：用户1拥有从A到B的100MW输电权，相当于其有执行100MW的从A到B的交易的权利。但A到B实际只有80MW的可用容量。为了使这个A到B的100MW交易可执行，需要进行一个再调度交易：机组1减少出力20MW，机组2增加出力20MW，由于机组1和机组2的报价分别为300元/MWh和800元/MWh，再调度的成本为1万元(=20*500元)。

从机理上，阻塞盈余亏空（收取的阻塞费不够支付输电权）的原因为：分配了多于最大可用传输容量的输电权。比如本例中，实际的可用容量为80MW，但分配了100MW输电权。在多节点的复杂系统中，这个问题可表述为：如果分配的输电权不满足同时可行性，则会出现阻塞盈余亏空。这也是美国PJM等市场中在进行输电权分配时进行同时可行性测试的原因。

2.3.1.４阻塞盈余亏空／剩余分配

前面的方法中，将阻塞盈余分给输电权所有者。如果事前分配的输电权不满足同时可行性条件，则可能造成阻塞盈余亏空。另一方面，如果事前分的输电权较少，或者完全没有分配输电权，阻塞盈余可能会有剩余。

比如还是前述例子，AB间的实际可用容量为80MW，如果输电权完全没有分配（所有交易都需要根据节点电价结算或缴纳阻塞费），则市场会产生８万元的阻塞盈余剩余。

也就是说，阻塞盈余可能亏空，也可能有剩余，很大程度上取决于分配的输电权的数量。对阻塞盈余亏空／剩余，有以下典型的解决方案。

１）由所有拥有输电权的市场主体承担。这种方式，适用于大部分输电权已经分配，分配方式规范、公开、透明的情况。比如，根据实际市场的总阻塞盈余情况，调整输电权收益的价格。比如前面的例子，实际收取了４万元的阻塞盈余，但分配了１００MW输电权，需要分配５万元的输电权收益，因此等比例裁减输电权收益的价格，即将所有输电权拥有者获得的输电权收益乘以系数０.８。

２）将相关亏空／剩余纳入市场不平衡资金，在下年的输配电价中反映。亏空／剩余是由于事前分配的输电权与电网实际的输电能力不匹配，可以将亏空／剩余纳入电网准许收入，在下年／下期输配电价格中反映。尤其是，如果输电权的分配方案考虑的主要因素是公平，反映的一种行业政策，则这部分亏空／剩余不适合由某类市场主体承担。为了减少对市场效率的影响，应在尽量大的范围分摊。

2.3.2基数合同阻塞费方案

规则中未对基数合同（优先发用电合同）的阻塞费做规定，隐含的是基数合同不缴纳阻塞费。相当于，规定基数合同自动免费得到了需要的输电权（即免费分配到了对应输电路径的输电权），不需要有额外的结算。

2.3.3价差中长期合同阻塞费

2.3.3.1 概述

根据规则，价差中长期合同阻塞费不单独结算，对应的总阻塞费由B类机组按上网电量比例分摊或分享。具体包括三个含义：

1）价差中长期合同阻塞费需要结算（注：阻塞费由发电侧承担）。

2）价差中长期合同阻塞费不单独结算（注：总阻塞费在发电之间按上网电量比例分摊）。

3）价差中长期合同阻塞费（阻塞盈余）由B类机组按上网电网比例分摊或共享（注：收取的阻塞费再在发电之间按上网电量比例分配）。

下面分别对这三个含义进行进一步的分析。

2.3.3.2总阻塞费计算

首先按每个机组所在位置的节点电价单独计算应该承担的阻塞费。

比如，某系统仅有B类机组A和B，相关参数和数据如下：

1）机组A、B所在节点的电价分别为0.3元/kWh和0.8元/kWh；

2）用户统一结算价为0.5元/kWh

3）机组A、B的中长期价差合同分别为2亿千瓦时和1亿千瓦时；

4）机组A、B的上网电量分别为3.5亿千瓦时和1.5亿千瓦时（分别占70%和30%）

则按以下步骤计算总阻塞费：

①机组A、B的阻塞费价格分别为0.2元/kWh和-0.3元/kWh；

②机组A、B的原始阻塞费分别为0.4亿元和-0.3亿元；

③总阻塞费为0.1亿元（=0.4-0.3）。

2.3.3.3机组承担阻塞费计算

不单独结算，意味着不同机组缴纳的阻塞费，与所在位置无关，仅与机组的上网电量有关。按以下步骤计算：

①总阻塞费：0.2*2-0.3*1=0.1亿元

②机组A阻塞费：0.1*70%=0.07亿元

③机组B阻塞费：0.1*30%=0.03亿元

从上面的分析看到，机组最终缴纳的价差中长期合同阻塞费，仅仅与总阻塞费和上网电量有关，与所在节点、中长期合同量并无关系。

需要注意的是，这个步骤的工作仅仅是将总阻塞费在不同机组之间重新分配，并没有改变总的阻塞费。

2.3.3.4阻塞盈余分配

对于价差中长期合同，发用双方的电能交易价格相同。缴纳的阻塞费就形成了系统的阻塞盈余，在结算中将形成不平衡资金。需要将本部分资金再分配出去。根据前述规则，对价差中长期合同缴纳的阻塞费，按照B类机组上网电量比例分摊或分享。

对上述算例，按以下步骤进行计算：

①总阻塞盈余=总阻塞费=0.1亿元

②机组A阻塞盈余分摊：0.1*70%=0.07亿元

③机组B阻塞盈余分摊：0.1*30%=0.03亿元

可以看到，无论机组A还是机组B，分配到的阻塞盈余正好等于其缴纳的阻塞费。最终，相当于都没有缴纳任何阻塞费。

讨论：也可以这样理解价差中长期合同的阻塞费机制：所有签订价差中长期合同的B类机组有共同的义务（按上网电量比例承担义务）按现货市场的节点电价差缴纳价差中长期合同对应的阻塞费，但对全体B机组机组按签订的总的价差中长期合同情况免费分配了输电权，再将分配的输电权获得的阻塞盈余收益按上网电网比例在B类机组之间分配。简单的说，可以认为，所有的价差中长期交易免费获得了相应路径的输电权。

2.3.4绝对价格中长期合同

绝对价格中长期合同的阻塞费予以单独结算，阻塞盈余由售电公司按电量比例分享或分摊。具体包括三个含义：

1）绝对价差中长期合同阻塞费需要结算（注：阻塞费由发电侧承担）。

2）绝对价格中长期合同阻塞费单独结算（注：阻塞费按各种发电的原始阻塞费承担，不在发电之间平均）。

3）绝对价格中长期合同的阻塞盈余按电量比例分给用户侧。

仍以2.3.3节的例子进行说明。

1）机组A、B所在节点电价分别为0.3元/kWh和0.8元/kWh，用户统一结算点价格为0.5/kWh；

2）机组A、B的绝对价格中长期合同分别为0.2亿千瓦时和0.1亿千瓦时；

3）四个售电公司E、F、G、H，代理的用户的用电量分别为2、1.6、1、0.4亿千瓦时，占比分别为40%，32%，20%，8%。

①机组A阻塞费：0.2*0.2=0.04亿元

②机组B阻塞费：-0.3*0.1=-0.03亿元

③总阻塞费：0.04-0.03=0.01亿元

④售电公司E、F、G、H分得的阻塞盈余分别为：

E：0.01*0.4=0.004亿元

F：0.01*0.32=0.0032亿元

G：0.01*0.2=0.002亿元

H：0.01*0.08=0.0008亿元。

讨论：绝对价格中长期交易阻塞费机制与价差中长期交易阻塞费机制的主要区别在两个地方：１）各自合同的发电方按照所在节点的电价计算的阻塞费（即原始阻塞费）缴纳，总阻塞费不在全体发电之间按上网电网进行平均；２）缴纳的阻塞费形成的阻塞盈余分给用户侧而不是发电侧。

总体上，绝对价格中长期合同的阻塞费与现货偏差电量的阻塞费机制是类似的：如果绝对价格中长期交易的成交价与现货中用户统一结算点的价格相同，则减去应缴纳的阻塞费后，发电获得的价格就等于所在节点的节点电价。

3现货市场

现货市场包括日前市场和实时市场两个环节。交易的产品包括电能量和调频辅助服务。

3.1市场出清和结算的基本原则

１）日前市场

日前电能量市场中，用户侧采用报量不报价的形式，且用户侧申报的电量仅参与结算，不参与出清。即：

日前市场出清：基于发电侧报价与系统日前负荷预测。即：日前市场出清模型中的供给曲线由发电侧报价形成，需求曲线为无价格弹性的、由调度机构预测得到的日前负荷预测。

日前市场结算：日前市场结算价由日前市场出清形成，发电侧按日前市场节点电价结算，用户侧按日前市场所有市场用户的加权平均价即用户侧统一结算价结算，发电的结算量为日前市场偏差电量（日前市场出清量－总中长期电量），用户的结算量为日前市场偏差电量（日前申报量－总中长期电量）。

用户侧统一结算价应该为所有市场用户的加权平均价，根据所有市场用户所在节点的节点电价和申报量加权平均计算得到。当前阶段，由于技术上无法准确确定每个市场用户的所在节点，采用了一种简化的方法，根据发电侧电费与分摊的阻塞费计算用户侧的统一结算价。

２）实时市场

实时市场出清：基于日前锁定的发电侧报价与系统实时负荷预测。即：实时市场出清模型中的供给曲线由日前锁定的发电侧报价形成（与日前市场的相同），需求曲线为无价格弹性的、由调度机构预测得到的实时负荷预测。

实时市场结算：基于实时市场出清价与实际发用电量。发电按所在节点的实时点电价结算，用户按实时市场的用户统一结算价结算。

３）阻塞盈余与不平衡资金

现货市场的阻塞盈余分配给用户侧（阻塞盈余为正，用户侧得到额外的收益，阻塞盈余为负，用户侧额外支出）。

日前市场、实时市场发用电出清量的不平衡造成的不平衡资金按相关规定分给发电侧或用户侧，按小时统计，按月结算。